Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата "Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП "Заполярное"» (МП 1248-9-2021)

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ РАСХОДОМЕТРИИ -ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИТАРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ МЕТРОЛОГИИ им. Д.И. МЕНДЕЛЕЕВА»

ВНИИР - филиал ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

СОГЛАСОВАНО:

И.о. директора филиала ВНИИР - филиала ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Мен

-х-

О

. Тайбинский

Государственная система обеспечения единства

СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЙ КОЛИЧЕСТВА И ПОКАЗАТЕЛЕ

БИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА «НЕФТЕКОНДЕНСАТО

ЛАНЖИНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ВОСТОЧНО -УРЕНГОЙСКОГО ЛИЦЕНЗИОННОГО УЧАСТКА ДО ПСП «ЗАПОЛЯРНОЕ»

Методика поверки

МП 1248-9-2021

Начальник НИО-9

• 7 Г______К.А. Левин

Тел.: (843) 273-28-96

Казань

2021

Настоящая методика поверки распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти и стабильного газового конденсата «Нефтеконденсатопровод от УПН Валанжинской залежи Восточно-Уренгойского лицензионного участка до ПСП «Заполярное» (далее - СИКН) и устанавливает методику первичной поверки при вводе в эксплуатацию, а также после ремонта и периодической поверки при эксплуатации.

Поверка СИКН осуществляется в соответствии с Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (Госстандарт) от 07.02.2018 г. № 256 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости», обеспечивается прослеживаемость к Государственному первичному специальному эталону единиц массы и объема жидкости в потоке, массового и объемного расходов жидкости (ГЭТ 63-2019).

Поверку СИКНС проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательной передачей сведений об объеме проведенной поверки в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Методы поверки средств измерений (далее - СИ), входящих в состав СИКН, приведены в документах на методики поверки СИ.

Интервал между поверками СИКН - 12 месяцев.

Интервал между поверками средств измерений (далее - СИ) из состава СИКН указан в документах на методики поверки СИ.

Если очередной срок поверки СИ из состава СИКН наступает до очередного срока поверки СИКН, поверяется только это средство измерений, при этом поверку СИКН не проводят.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями документов на методики поверки СИ, входящих в состав СИКН.

Измеряемая среда - смесь нефти группы 1 по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» и конденсата газового стабильного (далее - КГС) по ГОСТ Р 54389-2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия».

Характеристики СИКН и измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие характеристик измеряемой среды значениям в таблице 2 проверяют по данным отчетных документов.

Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики СИКН и измеряемой среды

К поверке допускаются лица, изучившие руководство по эксплуатации на СИКН и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже III в соответствии с правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок.

• 5.1 Метрологические и технические требования к средствам поверки счетчиков-

  5.3 Метрологические и технические требования к средствам поверки, которые применяются для поверки СИ, входящих в состав СИКН, приведены в методиках поверки, указанных в описании типа соответствующего СИ.

  6 Требования (условия) по обеспечению безопасности проведения поверки

  6.1 При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

  • - в области охраны труда - Трудовым кодексом Российской Федерации;

  • - в области промышленной безопасности - Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и

расходомеры массовые Micro Motion (модели CMF 400) (далее - СРМ) приведены в таблице 3. Таблица 3 - Метрологические и технические требования к средствам поверки

5.2 Допускается применение аналогичных указанным в таблице 3 средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик СРМ с требуемой точностью.

атомному надзору от 15.12.2020 № 534 «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководством по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральным законом Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», СНиП 21.01-97 (с изм. №1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральным законом Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

• 6.2   Площадка СИКН должна содержаться в чистоте без следов смеси нефти и КГС и должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно Правил противопожарного режима в Российской Федерации.

• 6.3   СИ и вспомогательные устройства, применяемые при выполнении измерений, должны иметь взрывозащищенное исполнение в соответствии с требованиями ГОСТ 31610.0-2019 «Взрывоопасные среды. Часть 0. Оборудование. Общие требования».

• 6.4  Вторичную аппаратуру и щиты управления относят к действующим электроустановкам с напряжением до 1000 В, на которые распространяются Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила устройства электроустановок.

При внешнем осмотре проверяют комплектность и внешний вид СИКН.

• 7.1 Комплектность СИКН должна соответствовать ее описанию типа и эксплуатационной документации.

• 7.2 При проверке внешнего вида СИКН должны выполняться следующие требования:

• - на компонентах СИКН не должно быть механических повреждений, препятствующих ее применению и проведению поверки;

• - надписи и обозначения на компонентах СИКН должны быть четкими и читаемыми без применения технических средств, соответствовать технической документации;

• - СИ, входящие в состав СИКН, должны быть снабжены средствами защиты (пломбировки) в соответствии с описанием типа на средства измерений, эксплуатационной документацией или МИ 3002-2006 «Рекомендация. ГСИ. Правила пломбирования и клеймения средств измерений и оборудования, применяемых в составе систем измерений количества и показателей качества нефти и поверочных установок».

СИКН, не прошедшая внешний осмотр, к поверке не допускается.

Подготовку средств поверки и СИКН осуществляют в соответствии с их эксплуатационной документацией.

• 8.1 Опробование

Опробуют СИКН путем увеличения или уменьшения расхода измеряемой среды в пределах рабочего диапазона измерений.

Результаты опробования считаются удовлетворительными, если при увеличении или уменьшении расхода измеряемой среды соответствующим образом изменялись показания на соответствующих средствах отображения информации.

• 8.2 Проверяют герметичность СИКН.

Проверку герметичности СИКН проводят согласно эксплуатационной документации на СИКН.

СИКН считается выдержавшей проверку, если на элементах и компонентах СИКН нет следов протечек смеси нефти и КГС или снижения давления.

• 9.1   При проверке идентификационных данных программного обеспечения (ПО) должно быть установлено соответствие идентификационных данных ПО СИКН сведениям, приведенным в описание типа СИКН.

• 9.2   Определение идентификационных данных ПО контроллеров измерительных FloBoss S600+ (далее - ИВК) проводят в соответствии с руководством по эксплуатации.

• 9.3   Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора СИКН проводят в соответствии с руководством оператора.

• 10.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН

Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав СИКН, проводят в соответствии с утвержденными методиками поверки соответствующего СИ.

• 10.2 Определение относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто смеси нефти и КГС

Поверку СИКН проводят в диапазоне измерений, указанном в описании типа, или фактически обеспечивающимся при поверке диапазоне измерений с обязательным указанием в свидетельстве о поверке информации об объеме проведенной поверки.

• 10.2.1 Относительную погрешность измерений массы брутто смеси нефти и КГС при прямом методе динамических измерений, 6Мб, %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587-2019 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Методики (методы) измерений (с поправкой)» с применением средств поверки, указанных в таблице 3 настоящей методики поверки.

• 10.2.2 Относительную погрешность измерений массы нетто смеси нефти и КГС, 8Мн, %, определяют в соответствии с ГОСТ 8.587 расчетным методом.

11.1 Относительную погрешность измерений массы брутто смеси нефти и КГС при прямом методе динамических измерений, 8Мб, %, принимают равной относительной погрешности измерений массы смеси нефти и КГС с применением СРМ.

Относительная погрешность измерений массы брутто смеси нефти и КГС не должна превышать ±0,25 %.

• 11.2 Относительную погрешность измерений массы нетто смеси нефти и КГС в соответствии с ГОСТ 8.587, ЗМн, %, вычисляют по формуле:

  

  (1)

где Д W_в - абсолютная погрешность определения массовой доли воды, %;

bW_Kin- абсолютная погрешность определения массовой доли механических примесей, %;

Д W _vc - абсолютная погрешность определения массовой доли хлористых солей, %.

Абсолютную погрешность определения массовой доли воды по результатам измерений в лаборатории, %, определяют по формуле (4); при измерениях объемной доли воды с применением поточного влагомера, вычисляют по формуле

р_в - плотность воды при условиях измерений (р_в , вычисляется по аттестованной МИ; р^в_н - плотность смеси нефти и КГС при условиях измерений (р_в , кг/м³;

Д Ф_в - абсолютная погрешность измерений объемного содержания воды в смеси нефти и КГС при использовании поточного влагомера, %.

ДРР -р 1.°™. ^и’¹ ХС

Рн

где Др_хс - абсолютная погрешность измерения массовой концентрации хлористых солей в смеси нефти и КГС, мг/дм³;

р*^с - плотность смеси нефти и КГС при условиях измерений (р_хс, кг/м³.

Wb - массовая доля воды в измеряемой среде, %, вычисляется по результатам измерений объемной доли воды поточным влагомером, или в аккредитованной лаборатории;

№мп - массовое содержание механических примесей в измеряемой среде, % определяют в испытательной лаборатории;

Wxc - массовая доля хлористых солей в измеряемой среде, %, определяется в испытательной лаборатории.

• 7.4.2.2 Абсолютные погрешности измерений в испытательной лаборатории массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей, массовой доли механических примесей определяют в соответствии с ГОСТ 33701-2015 «Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов»

Для доверительной вероятности Р=0,95 и двух измерений соответствующего параметра абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле

(4)

где R и г - соответственно воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего параметра измеряемой среды.

Значения воспроизводимости и сходимости определяют:

• - для массовой доли воды по ASTM D4377 «Определение содержания воды в нефтепродуктах методом Карла Фишера»;

• - для массовой доли механических примесей по ГОСТ 6370-2018 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей»;

• - для массовой доли хлористых солей по ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей».

Относительная погрешность измерений массы нетто смеси нефти и КГС с применением СИКН не должна превышать ±0,35 %.

Результаты поверки СИКН передаются в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510 «Об утверждении порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

При проведении поверки СИКН в сокращенном объеме информация об объеме проведенной поверки передается в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

По заявлению владельца СИКН или лица, представившего СИКН на поверку, при положительных результатах поверки выдается свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга России от 31 июля 2020 г. № 2510, или в случае отрицательных результатов поверки выдается извещение о непригодности применения СИКН.

Результаты поверки оформляют протоколом согласно приложению А.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке СИКН.

При отрицательных результатах поверки СИКН к эксплуатации не допускают.

Приложение А (рекомендуемое)

Форма протокола поверки системы

ПРОТОКОЛ ПОВЕРКИ №___________

Наименование средства измерений: __________________________________________________________________________________________

Тип, модель, изготовитель: ___________________________________________________________________________________________________

Заводской номер: _____________________________________________________________________________________________

Наименование и адрес заказчика: _____________________________________________________________________________________________

Методика поверки: _____________________________________________________________________________________________

Место проведения поверки: __________________________________________________________________________________________

Поверка выполнена с применением: __________________________________________________________________________________________

Условия проведения поверки: _____________________________________________________________________________________

Температура окружающей среды _____________________________________________________________________________________

Атмосферное давление _______________________________________________________________________________________

Относительная влажность __________________________________________________________________________________________

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОВЕРКИ

• 1. Внешний осмотр__________________________________________________________________________________________________________

• 2. Опробование_____________________________________________________________________________________________________________

• 3. Подтверждение соответствия программного обеспечения___________________________________________________________________

• 4. Определение метрологических характеристик

Подпись лица, проводившего поверку________________________

Дата поверки_______________________________________________

8